启动前的低油压试验

启动前的低油压试验
启动前的低油压试验

启动前的低油压试验

1.检查高压油泵,交流润滑油泵,直流润滑油泵,顶轴油泵,盘车装置均处于良好的备用

状态

2.分别对三台油泵作启动试验均正常

3.投入高压油泵联锁,由电仪人员短接主油泵出口油压低开关,高压油泵应自启

4.切除高压油泵联锁,保持高压油泵运行状态,

5.投入交流润滑油泵,直流润滑油泵联锁,投入汽机润滑油压低保护,启动顶轴油泵,投

盘车,将盘车电机操作开关切换到远控位置,投入盘车电机联锁,

6.关小高压油泵出口门,注意润滑油压的下降应缓慢,

7.当润滑油压降至0.07MPa时,发出润滑油压低报警信号,

8.当润滑油压降至0.06MPa时,交流润滑油泵应联动,切除交流润滑油泵联锁,停下交

流润滑油泵,

9.当润滑油压降至0.05MPa时,直流润滑油泵应联动,切除直流润滑油泵联锁,停下直

流润滑油泵,

10.合上危急遮断器,建立安全油压,并将自动主汽门开启约1/3,

11.当润滑油压降至0.03MPa时,汽机安全油压被泄掉,自动主汽门关闭,切除汽机润滑

油压低保护,复位汽机保护首出信号,

12.当润滑油压降至0.02MPa时,盘车电机跳闸。

13.以上试验如有不正常,应联系有关人员予以消除。

汽机三台油泵定期试验及低油压试验

1.联系电气测量高压油泵,交流润滑油泵,直流润滑油泵绝缘应合格,并送上动力及操作

电源,

2.对三台油泵全面检查,符合启动状态,

3.关闭高压油泵出口门及出口针形阀,切除高压油泵联锁,启动高压油泵,检查高压油泵

声音、振动、温度等,

4.停止高压油泵,开启出口门及出口针形阀,投入联锁,

5.切除汽轮机润滑油压低保护,

6.关闭交流润滑和直流润滑油泵进口门,分别单独试运正常后停运,投入联锁,

7.关小润滑油压力开关进油门,少开其泄油阀,保持润滑油压缓慢平稳下降

8.当润滑油压降至0.07MPa时,发出润滑油压低报警信号,

9.当润滑油压降至0.06MPa时,交流润滑油泵应联动,切除交流润滑油泵联锁,停下交

流润滑油泵,

10.当润滑油压降至0.05MPa时,直流润滑油泵应联动,切除直流润滑油泵联锁,停下直

流润滑油泵,

11.实验完毕,恢复润滑油压力开关进油门,关闭泄油阀,开启交流润滑和直流润滑油泵进

口门,投入交流润滑和直流润滑油泵联锁。

汽机联锁保护系统讲义

汽机联锁保护系统讲义 第一节ETS系统的功能 一、ETS系统发展过程 我国生产300MW汽轮发电机组三从上个世纪八十年代初开始的,最初是仿制国外机组,比较典型的是邹县发电厂一、二期工程的4台300MW机组(从上海定购),后来通过设备引进的同时引进制造技术。我国第一台引进技术和设备的机组是石横发电厂的#1、#2机组。最初仿制的国产机组,由于部分核心技术未掌握,其调速系统与国产125MW机组是差不多的,配有调速泵、中间滑阀、危急遮断阀、飞锤、启动器、同步器等复杂的机械调节和保护油路。我们称之为“液调”机组。其最初配套的汽轮保护跳闸装置也是简单的继电器回路。其保护逻辑也是“正逻辑”。即汽机跳闸电磁阀带电,汽机跳闸。这种保护形式很容易因回路、电源等环节出现问题造成保护拒动。这几年随着早期国产300MW机组的改造,也改为了“反逻辑”,即跳闸电磁阀失电,汽机跳闸。 随着上世纪改革开放的深入,我国也引进了大量国外先进的大容量机组(300MW 以上),其调速系统与国内的有着本质的区别; 用EHA系统代替了调速泵、中间滑阀、危急遮断阀、启动器、同步器等复杂的机械调节和保护油路,大大提高了控制精度和设备的安全性.在引进主设备的同时,其先进的控制系统和控制理念也得到了引进,比如”反逻辑”。同样一些控制系统的叫法也进行了引进。 在上个世纪八十年代初期,随着国外先进发电机组的引进,国外的一些控制系统叫法也随之引进,象“BMS(锅炉主控系统)、FSSS(锅炉燃烧安全系统)、TSI(汽轮机轴系监测仪表系统)”等等。因其叫法简单简练,因此大家也就习惯把它作为术语了。ETS是英语-“Emergency trip system”的缩写,意思是事故紧急跳闸系统。原先国内的叫法是“汽轮机保护跳闸系统”。 在国际上,上世纪70年代中期以前,安全相关系统均由电磁继电器组成,部分也采用固态集成电路构成。80年代开始采用冗余的标准型可编程序控制器(PLC)。随着对设备安全、人身安全和环境保护的要求越来越严格,各工业企业和仪表自动化行业对过程安全功能,即有关安全系统的的功能安全给予了极大的关注。于是,80年代中期以后,伴随着微电子技术和控制系统可靠性技术的发展,专门用于有关安全系统的控制器系统、安全型PLC和安全解决方案(Safety Solution)得到迅速发展和推广。目前,比较知名的安全控制系统产品有: ·Triconex Tricon TMR safety and critical control system Trident fault-tolerant control system ·ICS Triplex Triple-modular redundant (TMR) control system ·Honeywell FSC 2004D safety system ·ABB August Triguard SC300E TMR product Safeguard 400 ·Siemens Teleperm XP AS620F fail-safe automation system

联锁保护调试方案

新乡华新电力工程有限公司平煤集团飞行化工公司4#机组汽轮机保护联锁系统调试方案平顶山平煤集团飞行化工 15MW机组调试作业指导书 保护联锁系统调试方案 新乡华新电力工程有限公司 2006年7月19日

批准:审定:审核:编写:

目录 1 目的 (04) 2 依据 (04) 3 系统及设备简介 (04) 4 调试内容及验评标准 (05) 5 组织分工 (06) 6 使用仪器设备 (06) 7 调试应具备的条件 (06) 8 调试方法及步骤 (06) 9汽机侧联锁 (09) 108000B系列旋转机械监视保护装置调试 (10) 11安全注意事项 (10) 12附表 (11)

1 目的 主机跳闸保护系统(ETS)接受来自机组安全监控系统(TSI)或汽轮发电机组其它系统的报警或停机信号,一旦危及机组安全的条件出现,及时发出停机指令信号,通过DEH遮断控制回路实现紧急停机。为规范调试程序,明确参与ETS调试各方的职责,提高调试质量,确保机组运行安全,特编写此方案。 2 依据 2.1《火电工程启动调试工作规定(1996版)》。 2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)》。 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996版)》。 2.4《电力建设安全工作规程(第一部分:火力发电厂)》(DL5009.1-2002)。 2.5 南京气轮电机有限公司ETS设计、设备资料。 2.6《电厂热工保护定值清单》。 3 系统及设备简介 平顶山平煤集团飞行化工15MW机组汽轮机采用南京气轮电机有限公司生产的CC15-3.43/0.98/0.49 中温中压冲动式双抽凝汽式汽轮机。汽轮机跳闸保护系统由南京气轮电机有限公司成套供应。 汽轮机跳闸保护项目如下: 序号保护项目保护定值动作结果备注 1发变组故障停机停机 2手动停机停机 3轴向位移大停机≥1.3mm或≤-0.7mm 停机 4润滑油压力低(2/3)0.02Mpa 停机 5凝汽器真空低停机(2/3)-0.061MPa 停机 6超速停机(110%)(2/3)3300 r/s 停机 7轴承回油温度高停机75℃停机 8推力瓦温度高停机75℃停机 9径向瓦温度高停机75℃停机

机炉电大联锁试验措施

XXXXX公司热能中心节能降耗 技改工程 机炉电大联锁调试方案 编写: 审查: 审批: XXXXX技术服务 2013年9月

目录 1 设备系统概述 (1) 2 编制依据 (1) 3 调试目的及围 (1) 4 调试前具备条件 (3) 5 调试方法及步骤 (4) 6 调试的控制要点及安全注意事项 (6) 7 调试质量验收标准 (7) 8 调试组织与分工 (7) 9 调试仪器 (8) 10附录 (9)

1设备系统概述 机炉电大联锁回路主要设备包括BTG盘台按钮、汽轮机主保护、汽轮机控制系统(505控制器)、发变组保护柜、灭磁开关、发电机出口断路器等。试验时,通过BTG盘台按钮直接触发锅炉或汽机主保护动作,快速切断燃料和关闭汽轮机汽阀,并触发相关设备联动。通过ETS保护柜发出热工保护至发变组保护柜,跳闸灭磁开关和发电机出口断路器。通过模拟发变组保护动作,跳闸汽轮机,通过ETS保护输出至MFT逻辑触发MFT锅炉主保护动作。2编制依据及参考资料 a)《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全[2014]161号。 b)《工程建设标准强制性条文》(电力工程部分)2011版。 c)《电业安全工作规程第1部分:热力和机械》GB 26164.1—2010。 d)《电力建设安全工作规程第1部分:火力发电厂》DL 5009.1—2014。 e)《电力建设施工技术规第4部分:热工仪表及控制装置》DL 5190.4—2012 f)《火电工程达标投产验收规程》DL 5277—2012。 g)《电力建设施工质量验收及评价规程第4部分:热工仪表及控制装置》DL/T 5210.4—2009。 h)《火力发电建设工程机组调试技术规》DL/T 5294—2013。 i)《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T 5295—2013。 j)《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437—2009。 k)《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》DL/T 655—2006。 l)《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》DL/T 658—2006。 m)《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》DL/T 1012—2006。 n)DCS系统I/O测点清册、的热工系统图及厂家资料。 o)总包单位,设计单位,组态单位提供的有关I/O清册、DCS系统设计说明书、机柜接线图等技术资料。 3调试目的及围 3.1验证机组机炉电大联锁的设计功能,保证机组机炉电大联锁正确、可靠地投用,保证机组安全、稳定地运行。 机、炉、电大联锁之间的关系如表1,试验容包括:

汽机、发电机联锁试验

汽机、发电机联锁试验 实验一 实验项目:发电机跳闸,联跳汽轮机试验 实验步骤: 1、启动#1机#1EH油泵,运行正常; 2、启动#1机高压油泵、排烟风机,运行正常; 3、汽机挂闸,已挂闸指示灯亮,汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致; 4、确认汽机低真空跳闸保护解除; 5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置; 6、短接跳闸出口12D-7 101 12D-12 133; 实验现象: 1、励磁机未跳。 2、主汽门未关闭。 3、低调门全关。 实验二 实验项目:发电机跳闸,联跳汽轮机试验 实验步骤: 1、确认#1机#1EH油泵启动,运行正常; 2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动,运行正常; 3、汽机挂闸,已挂闸指示灯亮,汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致;

4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入,其他保护解除; 5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置; 6、短接#1F保护屏935、936至汽机后备; 实验现象: 1、关闭自动主汽门1(ETS动作1); 2、关闭自动主汽门2(ETS动作2); 3、关闭自动主汽门3(ETS动作3); 4、发变组故障停机; 5、启动油压已打开主汽门; 6、ETS动作。 上述现象均同时发生。 实验三 实验项目:汽轮机跳闸,联跳发电机试验 实验步骤: 1、确认#1机#1EH油泵启动,运行正常; 2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动,运行正常; 3、汽机挂闸,已挂闸指示灯亮,汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致; 4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入,其他保护解除; 5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置; 6、投入汽机低真空跳闸保护; 实验现象:

机组汽机、锅炉、发电机大联锁试验措施

300MW机组培训资料 机组汽机、锅炉、发电机大联锁试验 一、目的: 为确保机组A、B检修后,机组大联锁保护能够正确、可靠动作,需对机组进行机、炉、电大联锁进行试验。为保证试验工作安全、顺利、有效地进行,特编制本试验措施。 二、试验组织措施 1.成立试验小组: 组长: 副组长:成员:运行部:机、炉、电专工,当值运行值班人员; 技术部:机、炉、电、热专业专工; 热工:专工、工程师站、机控班有关人员; 汽机:专工、调速班技术员; 锅炉:专工、本体班技术员; 电气:专工、继电保护技术员; 2. 试验前,各成员按此措施的要求,做好各自负责的试验条件和准备工作。

3. 试验时,由试验负责人按措施要求,逐条件进行试验,并做好记录。所有参加试验的人员,必须按照试验负责人的要求,及时完成所负责的工作,严禁自行其事。 三、试验技术措施: 1、试验应具备的条件及准备工作: 1.1DEH、ETS、DCS控制系统具备投用条件; 1.2汽机润滑油系统已经启动且运行正常; 1.3EH油系统已经启动且运行正常; 1.4确认发变组出口刀闸开关均在分闸状态; 1.5为实现锅炉复归MFT,仿真下列吹扫条件,将吹扫时间改为20S , 1.5.1 仿真风量>30%; 1.5.2 仿真汽包水位合适; 1.5.3 仿真油泄漏试验完成;(根据现场实际情况)。 1.5.4 仿真火检冷却风炉膛差压合适; 1.5.5 仿真任意一台送、引风机运行; 1.5.6 仿真两台空预器运行; 1.5.7 仿真炉水循环正常。 1.6 锅炉MFT复归后汽机具备挂闸条件: 1.6.1解除汽机低真空跳闸保护。 1.7下述设备送电至试验位置: 1.7.1 A/B/C三台磨煤机; 1.7.2 A/B两台一次风机; 1.8 A1、A2、B1、B2、C1、C2六台给煤机送电; 2.试验项目及步骤: 2.1发电机跳闸,联跳汽轮机、锅炉试验 (1)炉膛吹扫复归MFT; (2)汽机挂闸,检查汽机TV、GV、RV、IV动作正确, DEH各阀位指示与就地状态一致; (3)合上发变组出口开关;(两侧刀闸一定断开) (4)热工仿真一层油、一层制粉系统运行; (5)电气仿真发-变组差动保护动作:在发变组B柜差动保护A相加电流,发变组出口开关跳闸。 检查机组大联锁保护动作如下:锅炉MFT自动动作,MFT首出原因为“发变组开关跳闸”;汽机自动跳闸,TV、GV、RV、IV关闭,且大机ETS首出原因为“发电机故障”。 (6)解除油层及制粉系统运行的仿真信号,解除电气仿真的保护。 2.2汽机跳闸,发电机解列、锅炉MFT试验 (1)锅炉吹扫复归MFT; (2)汽机挂闸,检查汽机TV、GV、RV、IV动作正确, DEH各阀位指示与就地状态一致; (3)合上发变组开关; (4)热工仿真一层油、一层制粉系统运行; (5)热工投入低真空汽机跳闸保护,汽机自动跳闸,TV、GV、RV、IV关闭,且大机ETS首出原因为“真空低”。 检查机组大联锁保护动作如下:发变组开关自动跳闸;锅炉MFT自动动作,MFT首出原因为“汽机跳闸”。 (6)热控解除油层及制粉系统运行的仿真信号,解除低真空汽机跳闸保护。

汽机保护联锁讲解(戴立素)

汽机保护联锁讲解 针对魏桥二电、魏桥三电汽机侧主要保护联锁定值、逻辑及保护信号的一次测量元件,结合《热工主保护及联锁规范》,讲解一下汽机侧的保护联锁。我公司30MW、60MW机组保护联锁基本一致,主要结合魏桥二电实际进行讲解,魏桥三电与魏桥二电不同的地方单独进行讲解。 一、我公司30MW、60MW汽机侧保护、联锁定值 30MW汽机主保护定值 30MW汽机联锁定值 30MW公用系统联锁定值

60MW汽机主保护定值 60MW汽机联锁定值

二、30MW汽机主保护逻辑

30MW 汽机主要保护 润滑油压低停机 汽机转速高停机1(TSI 来) 汽机转速高停机3(DCS 来) 主汽门关闭(行程开关来)安全油压正常(压力开关来) 润滑油压低Ⅰ值(压力开关来)汽机转速高停机 主汽门关闭 1、润滑油压低停机 2、汽机转速高停机(魏桥二电技改后方案) 3、主汽门关闭 5、凝汽器真空低停机 与 轴向位移大停机1轴向位移大停机2 轴向位移大停机 4、轴向位移大停机 与 图 名润滑油压低Ⅱ值(压力开关来)润滑油压低Ⅲ值(压力开关来) 或 审 核 凝汽器真空低停机 凝汽器真空低Ⅰ值凝汽器真空低Ⅱ值凝汽器真空低Ⅲ值 或 与 DCS 输出 DCS 输出 与

#1推力瓦温度(品质判断后) 6、推力瓦温度高停机110℃ ≥ #2推力瓦温度(品质判断后)110℃ #3推力瓦温度(品质判断后)110℃ #4推力瓦温度(品质判断后)110℃ #5推力瓦温度(品质判断后)110℃≥≥≥≥ #6推力瓦温度(品质判断后) 110℃ ≥ #7推力瓦温度(品质判断后)110℃ #8推力瓦温度(品质判断后)110℃ #9推力瓦温度(品质判断后)110℃ #10推力瓦温度(品质判断后)110℃≥ ≥ ≥ ≥ ADD推力瓦温度高停机 ≥ 6

机组甩负荷试验方案

1 概况 公司1号汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的N135-13.24/535/535型超高压、双缸双排汽、单轴反动式纯凝汽汽轮机,其再热蒸汽采用高、低压两级串联旁路系统,配以上海汽轮发电机有限公司生产的QFS-135-2型双水内冷发电机。 该机调速保安系统采用低压透平油(DEH)数字电液控制系统、TSI汽轮机监视系统、ETS紧急跳闸系统、以及防止汽轮机甩负荷超速的OPC保护系统。 按照启规的要求,1号汽轮机在启动调试期间,应进行甩负荷试验。为此,特制定本试验方案。 2 试验目的 对新投产机组应进行甩负荷试验,保证机组投入生产后能够安全稳定地运行。试验达到如下目的: 2.1 考核汽机的DEH控制系统在甩负荷时的控制性能,即能否控制机组转速不超过危急保安器动作转速,且能够维持空负荷运行。 2.2 测取机组甩负荷后的动态过渡过程特性曲线。

3 依据标准 3.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》[电力部电建(1996)159号]。 3.2 《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)[DL 5011-92]。 3.3 《汽轮机甩负荷试验导则》[电力部建设协调司建质(1996)40号]。 3.4 汽轮机相关设备制造厂家图纸、说明书及设计院设计的有关图纸和资料。 4 组织与分工 甩负荷试验因参加试验的单位多,涉及面宽,要做好试验,组织协调工作十分重要。4.1 成立试验指挥组 组长:由生产单位副总经理担任 副组长:由调试单位,吐电工程部、监理单位、安装单位的主要负责人及建设单位运行部主任担任。 成员:建设单位、调试单位、监理单位,吐电工程部和安装单位各专业负责人,生产单位当班值长 4.2 分工 4.2.1 生产单位 负责甩负荷试验中厂内部各部门之间的协调及安全工作;负责与省调度中心联系运行方式及相关工作;负责甩负荷试验过程中的运行操作和设备巡检工作。

机电炉大联锁试验方案

机电炉大联锁试验方案 一、试验前相关保护系统应具备下述条件: 1、MFT静态试验结束,动作逻辑、动作结果正确无误; 2、ETS静态试验结束,动作逻辑、动作结果正确无误; 3、发变组传动试验结束,动作逻辑、动作结果正确无误; 二、试验前现场应具备下述条件: 1、锅炉六大风机开关二次回路送电,并将手车开关切至试验位; 2、锅炉磨煤机开关二次回路送电,并将手车开关切至试验位; 3、汽机润滑油系统相关工作结束,交流启动油泵、交流润滑油泵 能正常启停; 4、汽机EH油系统相关工作结束,EH油质指标合格,高主门、 高调门、中主门、中调门动作正常; 5、抽汽逆止门、高排逆止门相关工作结束,动作正常。 6、运行送上发变组保护、励磁调节器装置电源,发电机灭磁开关 和2802开关在热备用状态。 三、试验步骤 1、由热控人员进行相关参数的强制,运行人员启动送风机、引风 机,模拟实际吹扫过程,过程结束时,MFT自动复归; 2、由热控人员进行相关参数的强制,运行人员启动一次风机、磨 煤机。 3、由热控人员进行相关参数的强制,运行人员将ETS复位 4、运行人员启动交流启动油泵、交流润滑油泵,汽轮机挂闸,运

行,开启主汽门。 5、运行检查复归发变组保护、励磁调节器装置报警信号,在确定 28021和28022闸刀断开状况下,合上发电机灭磁开关和2802 开关。 6、运行进行手动停机(集控室按紧急停机按钮或就地手动打闸), 同时仪控部保护班通过实验仪器在发变组保护柜A柜(B柜) 的机端电流、机端电压端子加入实验量使程序逆功率保护启动,锅炉MFT应动作,相关设备联动正常,发电机灭磁开关和2802 开关跳闸。(机跳电) 7、运行人员进行手动电气跳闸(集控室按发电机灭磁开关按钮), 2802开关跳闸,汽轮机ETS保护动,锅炉MFT动作(电跳机)

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明一.汽轮机主保护

二.DEH联锁保护 1.EH油温联锁(发讯元件:温度控制器) 油温升至54℃,冷却水出水电磁阀打开 油温升至55℃,冷却泵自启动 油温降至38℃,冷却泵自停 油温降至35℃,冷却水出水电磁阀关闭 2.油位联锁 EH油箱油位:560mm 高Ⅰ值报警(油位开关71/FL1) 430mm 低Ⅰ值报警(油位开关71/FL2) 300mm 低Ⅱ值报警(油位开关71/FL1) 200mm 串300mm证实跳机(油位开关71/FL2) 3.低油压联锁(63MP) EH油压≤11.2MPa,备用EH油泵自投,(打开20/MPT试验电磁阀或就地打开其旁路门,则备用EH油泵自启动)。 4.OPC保护:(当带部分负荷小网运行时,该保护不要求动作)(发讯设备:OPC板) 其任一条件 a.汽轮机转速≥103%,额定转速(即3090rpm)(转速探头,3取2) b.机组甩负荷≥30%,额定负荷时,发电机跳闸。(BR和IEP>30% 3取2) 满足,OPC电磁阀动作,调门快关,机组转速降至3000rpm以后,调门开启,维持空转。5.MFT RUN BACK: 其任一条件 a.机组额定参数,额定负荷运行,锅炉MFT动作(降负荷速率为67MW/min) b.发电机失磁保护动作(降负荷速率为135MW/min) 满足,机组从额定负荷125MW,自动快降至27MW。 三.其他主要保护 1.发电机断水保护:当发电机转子或定子进水流量降至5t/h,同时进水压力降至0.05MPa 或升至0.5MPa时,延时30秒保护动作,使发电机油开关跳闸、同时主汽门、调门、抽汽逆止门关闭。(流量孔板和电接点压力表) 2.抽汽逆止门保护,当主汽门关闭或发电机油开关跳闸时,通过联锁装置使抽汽逆止门电磁阀动作,气控关闭1-5级抽汽逆止门。 3.高加水位保护(电接点水位计) a.当#1、#2高加水位高至Ⅰ值(550mm加650mm),高加危急疏水门自动打开;

汽机联锁保护逻辑

#4汽机ETS ETS条件: 1、润滑油压低(压力开关,小于0.02MPa,3取2) 2、轴承径向瓦温高(大于110℃) 3、轴承径向回油温度高(大于75℃) 4、推力瓦温高(大于110℃) 5、推力回油温度高(大于75℃) 6、TSI来超速停机 7、DEH来超速停机(大于110%) 8、发电机故障 9、轴向位移大(小于-0.7mm,大于1.3mm) 10、轴瓦振动大(大于80um) 11、差胀大(小于-3mm,大于4mm) 12、手动停机(操作界面) 13、手动停机(操作台来) 14、主变故障 15、解列转速全故障 A~D给水泵 启动允许条件(满足以下条件) 1.无电气保护故障弹簧未储能,控制电源断线,电气保护动作,SF6气压低, CT过压) 2.出口门无故障信号 3.再循环门无故障信号 4.出口门全关(投入备用时为全开) 5.再循环门全开(投入备用时屏蔽) 6.高压除氧器水位大于低1值(30LI13/14A, 30LI13/14B, 30LI13/14C,大于 2150mm)

7.稀油站出口油压正常(33PS01AL,0.1MPa) 8.电动给水泵轴承温度<80℃(32TE01A~03A) 9.电动给水泵电机轴承温度<80℃(32TE04A/05A) 10.A电动给水泵A相定子绕组温度<130℃(32TE06A~08A) 保护停止条件(满足以下条件任意一条): 1.高压除氧器水位小于低2值(30LS13ALL/BLL/CLL,3取2,-950mm) 2.稀油站出口油压低2值(33PS01AL,0.05MPa) 3.给水泵出口流量低2值延时20s且再循环门未在全开位置(30FT01A,小于90t/h) 4.给水泵运行7s后出口门和在循环门都在关位 5.稀油齿轮泵A\B都停止 6.电动给水泵轴承温度大于>90℃(32TE01A~03A) 7.电动给水泵电机轴承端温度>90℃(32TE04A~05A) 8.A电动给水泵A相定子绕组温度>140℃(32TE06A~08A) E~F给水泵 启动允许条件(满足以下条件) 1.无电气保护故障(弹簧未储能,控制电源断线,电气保护动作,SF6气压低,CT过压) 2.出口门无故障信号 3.再循环门无故障信号 4.出口门全关(投入备用时为全开) 5.再循环门全开(投入备用时屏蔽) 6.高压除氧器水位大于低1值(30LI13/14A, 30LI13/14B, 30LI13/14C,大于2150mm) 7.稀油站出口油压正常(33PS01AL,大于0.1MPa) 8.稀油站出口油温正常(33TI04E,小于40℃) 9.电动给水泵轴承温度<80℃(32TE01E) 10.电动给水泵电机轴承温度<80℃(32TE02E/03E)

机炉电大联锁试验方案

207A级检修 机炉电联锁试验方案 批准: 审核: 编制:吴三寅 华润电力湖北有限公司 2011年03月25日

207A检修 机炉电联锁试验方案 1、编制目的: 为规范及指导207A检修启动前机、炉、电联锁试验工作;确保汽轮机、锅炉、发变电组联锁和保护功能正常投入;保证机组整套启动工作的顺利进行及发电机组的安全运行,特制定本方案。 2、编制依据: 2.1 部颁《电业安全工作规程》热力和机械部分 2.2 部颁《电业安全工作规程》发电厂和变电所电气部分 2.3 《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T 774-2004 2.4 《华润电力湖北有限公司主机运行规程》 2.5 《华润电力湖北有限公司辅机运行规程》 2.6 《华润电力湖北有限公司207A检修文件》 3、机、炉、电联锁逻辑关系(见附页): 4、试验条件: 4.1 确认所有检修工作已结束,工作票已注销。 4.2 将试验设备操作电源及各位置表计投入并确认其指示正确。 4.3 厂用压缩空气系统已正常,母管压力应维持在0.55~0.80 MPa。 4.4 试验设备按启动前检查操作项目进行全面检查,一切正常后可进行试验。 4.5 试验时远方、就地应有专人监视,试验完毕,将试验结果填在试验记录本内。 4.6试验前应确认阀门开关试验、转机拉合闸试验、燃油系统严密性试验、锅炉总联锁静态传动试验、锅炉保护试验、程控装置试验、辅机及辅机附属设备的联动及保护试验、主机阀门试验、主机保护试验等均已完成。 5、试验步骤及内容: 5.1 机组联锁试验前相关热工、电气人员到现场。 5.2 启动A、B空预器。

5.3 将两台引、送风机电机开关送到试验位,投入相关油站,并启动两台引、送风机。 5.4 启动一台火检探头冷却风机。 5.5由热工人员强制“风量小于40%”、“风量大于30%”、“汽包水位高”、“汽包水位低”热工信号。 5.6 检查锅炉具备吹扫条件后,油泄漏试验选择“跳过”,启动锅炉吹扫。 5.7 锅炉吹扫完毕,开启油跳闸阀,MFT复位。 5.8 将两台一次风机电机开关送入试验位,投入其电机油站,并启动两台一次风机。 5.9 将一台密封风机电机开关投入试验位,并启动密封风机。 5.10 将三台磨煤机电机开关送入试验位,由热工人员强制三台磨的“磨煤机启动允许”信号,启动三台磨煤机。 5.11 由热工人员强制各“给煤机启动允许信号”,解除“断煤延时跳给煤机”保护,检查各给煤机进口插板在关位,启动各给煤机。5.12 启动汽机交流油泵、EH油泵,并检查油压正常。 5.13 启动一台内冷水泵,检查出口流量、压力正常。 5.14 由热工人员强制“凝汽器真空低”信号。 5.15 汽机控制选择“操作员自动”。 5.16 启动密备油泵,汽机挂闸。 5.17检查确认各段抽汽电动门和逆止门全部开启,检查四抽至除氧器电动门、四抽至小汽轮机进汽电动门开启,汽机高、低压疏水门关闭。 5.18 检查IV,GV,RV依次开启,目标转速100 r/min,升速率100 r/min/min,检查TV缓缓开启。 5.19 检查发变组出口刀闸、刀闸控制电源小开关及刀闸主、辅电路电源开关在均在分闸位置。 5.20 检查机组稳控装置及发电机励磁系统故障保护在退出位置。 5.21 合上发电机励磁开关。 5.22由热工人员强制“负荷小于10%”信号,联系电气人员投入程跳逆功率保护“逆功率”信号,合上发变组出口开关。

汽轮机静态试验方案

D E H / E T S 静态试验方案 1. 目的为确保在机组运行期间油动机运作正常且异常工况下能紧急停运,在机组大小修后 或停机超过七天以上,需做试验来验证回路、逻辑以及定值准确性。 2. 责任分工运行人员:根据工期安排,提前两天通知检修单位退回相关工作票,检查相关系统是否具备送电和运行条件;负责打印相关试验签证单并确认试验正确性。通知生技部、维护部配合试验。 热控人员:配合运行人员按工期完成试验;模拟相关信号;确认试验正确性。生技部:确认试验正确性 3. 试验条件 1)DEH/ETS空制系统检修完成并送电; 2)DEH!电器柜检修完成并送电; 3)汽轮机调节保安系统检修完成; 4)TSI 系统检修完成并送电; 5)汽机EH油系统检修完成并送电(EH油循环合格),且油泵运行,油压正常; 6)汽机润滑油系统检修完成并送电,且油泵运行,油压正常; 7)汽机盘车系统检修完毕并投运; 8)汽轮机主汽门、调门检修完成; 9)强制复位MFT(如果锅炉侧检修完毕的后,按FSSS式验方案执行)。 4. 试验项目及方法阀门开度线性试验试验条件以及范围:主汽阀前无蒸汽(在阀门整定期间,转速大于100r/min 时,应将机 组打闸);该试验只针对:CV1、CV2 CV3 CV4 ICV1、ICV2、MSV2 试验方法:1、启动EH油泵、润滑油泵,待油压正常后。汽机挂闸,所有阀全关,由热 工人员按零位校验、满位校验、全行程校验的步骤完成阀门开度线性试验及整定,汽机专业人 员、运行人员现场确认“全关”和“全开”位置(油动机检修后、卡件更换后必须执行此步 骤,该步骤完成后再执行下一步,否则跳步)。 2 、启动EH油泵、润滑油泵,待油压正常后。汽机挂闸,所有阀全关,热控人员进入逻辑中,把 相应油动机切换至手动模式操作,分别给0%、25%、50%、75%、100%提令,由运行 人员和机务人员就地共同确认就地阀门开度是否卡涩、行程是否对应。 油动机快关试验试验目的:测定油动机自身动作时间,手动打闸汽机,要求所有油动机从全开到全关的快关时间常数<。测定总的关闭时间,要求从打闸到油动机全关时间<。

汽机主保护试验

汽机启动前热工联锁保护试验卡 批准: 审核: 编制:王海兵 颁布日期:2016-11-18

汽机启动前热工联锁保护试验卡 值长: 主值: 监护人: 操作人:

汽机主保护 1 控制室紧急停机按钮正常□正常□ 2 电子设备间控制柜紧急停机按钮(解列发电机)正常□正常□ 3 就地紧急停机按钮正常□正常□ 4 汽轮机转速110%正常□正常□ 5 汽轮机润滑油压力≤20kpa跳机正常□正常□ 6 汽轮机转子轴向位移≥±1mm报警 汽轮机转子轴向位移≥±1.5mm 跳机 正常□正常□ 7 发电机保护跳闸正常□正常□ 8 锅炉MFT(MFT任一信号过来停汽轮机)正常□正常□ 9 安全油压低停机低≤0.8Mpa正常□正常□ 10 汽轮机前后轴振≥160μm报警、≥250μm跳机正常□正常□ 11 发电机前后轴承振动≥160μm报警、≥250μm跳机正常□正常□ 12 汽机推力轴承回油温度高停机≥70℃正常□正常□ 13 汽机推力瓦块温度高停机≥100℃正常□正常□ 14 汽机前轴回油后轴回油温度高停机≥70℃正常□正常□ 15 发电机前轴回油温度高停机≥70℃正常□正常□ 16 汽机前轴轴承瓦、后轴轴承瓦温度高停机≥100℃正常□正常□ 17 发电机前轴瓦温度高停机≥100℃正常□正常□ 18 凝汽器真空低停机(三取二)-46Kpa 正常□正常□ 19 润滑油压低停机(三取二)20Kpa 正常□正常□ 20 胀差大停机 +3.0报警 +4.0停机, -2.0报警-3.0报警 正常□正常□

21 振动大停机 汽机前轴X向发电机前轴X向 汽机前轴Y向发电机前轴Y向报警160μm 汽机后轴X向发电机后轴X向停机250μm 汽机后轴Y向发电机后轴Y向 正常□正常□ 22 轴向位移大停机±1mm报警±1.5mm停机正常□正常□ 23 超速停机TSI 3210r/min 3360 r/min 正常□正常□ 24 手动停机(DCS界面台来)正常□正常□ 25 手动停机(DCS操作台来)正常□正常□ 24 断路器位置保护停机正常□正常□ 25 主汽门关闭正常□正常□ 注:ETS动作后必须切除所有已经上传的信号方可复位,(包括ETS复位、首出复位),ETS 动作后及时拉下ETS总投切复位不可让ETS继电组件长时间带电。

安全联锁保护及试验方法

乳化炸药安全联锁保护项目及试验方法 一、联锁保护项目分析 1、乳化器 1.1 危险分析 导致乳化器爆炸危险的条件有三个,一是水相断流,导致乳化器内基质不流动,在转子高速搅拌下,温度会不断升高,当温度升高到硝酸铵分解温度时,高温基质就会气化,敏化,最后爆炸。二是机械碰创,当乳化器轴承破碎或金属残渣进入乳化器时,乳化器内会产生严重的机械碰撞,高温基质在碰撞产生的机械能作用下可能会引起爆炸。三是乳化后忘记关闭蒸汽加温阀门,导致乳化器内基质温度升高,当温度升高到硝酸铵分解温度时,高温基质就会气化,敏化,最后爆炸。 1.2应对措施 1.2.1水相断流 水相断流产生的原因有三个,一是水相管路堵塞,堵塞原因可能是管路析晶堵塞、过滤器脏堵;水相泵损坏;流量计故障产生显示流量增高现象。前两个导致断流的原因可通过检测流量计的流量判断报警或停机。第三个原因就不能通过检测流量计的流量判断控制,但这个原因引起的水相断流表现在水相泵转速很低或停止。可以通过控制水相泵下限频率或检测水相泵出口压力来解决。根据我们生产线的特点,采用检测水相流量、控制水相泵下限频率、检测水相泵出口压力的组合方法来保护水相断流问题。

1.2.2机械碰撞 产生机械碰撞的原因有三个,一是轴承损坏,导致转子摆动量过大,和定子碰创;二是腔内金属脱落,三是进入金属残渣,如电焊渣。 预防方法是加装乳化器功率输入轴振动和位移检测传感器,检测轴振动幅度和位移量,用以检测轴承的磨损情况和轴承损坏前的预警。 轴承采用瓦轴或洛轴两大国产品牌,按厂家给出的使用寿命的1/2时间定期更换。 定期对轴承加注润滑油,润滑油采用美孚XHP222产品。 电机轴承和乳化器轴承按相同办法管理。 为了防止焊渣进入乳化器,水、油相管路改造或维修后,要采用切实可行的方法清理焊口和管道,确保焊口不掉渣,管道内部清洁。 每次拆卸乳化器时,都要认真检查乳化器定子、转子有无裂痕,变形等可能导致金属脱落的情况。 1.2.3 基质制备启动后忘记关闭加温阀门 加温阀门为电动阀,制药前自动关闭。为了防止阀门掉柄假关或电器故障导致阀门意外打开,制药启动正常后,要人工关闭手动阀门。 1.2.4 乳化器电机过电流保护 乳化器电机过电流产生的原因一是乳化器卡死,轴承落架或严重缺油,二是电机线圈局部短路。 2、基质泵 2.1危险分析

汽机联锁保护逻辑讨论

华能营口电厂二期2×600MW机组 汽机专业 DCS控制逻辑 东北电力科学研究院 Northeast Electric Power Research Institute 2007年3月6日

目录 一辅助蒸汽系统电动门逻辑 二汽动给水泵联锁保护逻辑 三电动给水泵联锁保护逻辑 四高加水位保护联锁逻辑 五低加水位保护联锁逻辑 六除氧器联锁保护逻辑 七循环水泵联锁保护逻辑 八闭式循环水系统联锁逻辑 九凝结水系统联锁保护逻辑(包括凝结水输送泵)十发电机定子水系统联锁保护逻辑 十一真空泵联锁保护逻辑 十二润滑油系统、顶轴盘车联锁保护逻辑 十三主机保护系统静态试验表 十四发电机密封油系统联锁保护逻辑 十五 EH油系统联锁保护逻辑 十六旁路系统联锁保护逻辑 十七轴封系统联锁保护逻辑 十八抽汽系统联锁保护逻辑

一辅助蒸汽系统电动门逻辑 1 四段抽汽至辅汽减温器出、入口电动门3LBS10AA151YB01、3LBS10AA153YB01 自动关:汽机跳闸(脉冲)。 2 冷段至辅汽用汽电动门3LBG15AA130 自动开:汽机挂闸,冷段至辅汽压力>1.0Mpa。 自动关:汽机跳闸(脉冲),或冷段至辅汽压力<0.8Mpa。 3 辅汽至除氧器调节门前、后电动门3LBG20AA101YB01 自动关:汽机跳闸或压力低; 4 一期来汽电动门3LBG80AA102YB01 无。 5 辅汽疏水扩容器疏水至凝汽器气动阀3LBG18AA061(辅汽疏水扩容器疏水至锅炉排污扩容器气动阀3LBG18AA060,与此逻辑同) 自动开:辅汽疏水扩容器水位(0-1800mm)>650mm; 自动开信号复位:辅汽疏水扩容器水位(0-1800mm)<150mm。 6 辅汽至除氧器压力调节阀3LBG90AA001 自动关:除氧器压力>0.8Mpa(长信号); 关闭信号复位:除氧器压力<0.5Mpa。 7冷再热蒸汽至辅汽减温器出、入口电动门 自动关:汽机跳闸、压力低 8手动操作电动门 辅汽至磨煤机消防用汽总电动门3LBG40AA130 辅汽至空预器吹灰用汽电动门3LBG30AA130 辅汽至炉前油加热雾化用汽电动门3LBG80AA130 辅汽至空调用汽电动门3LBG70AA130 辅汽至汽机轴封蒸汽电动门3LBG60AA130 辅汽至A小汽机启动调试用汽电动门3LBG50AA130 辅汽至B小汽机启动调试用汽电动门3LBG50AA131

c热工联锁保护试验项目试验

附录二: 3.1试验项目(热机-01):循环水泵热工联锁保护试验 试验项目简述 ● 试验条件: 1) 循环水泵电机送试验位置, 2) 循环水泵冷却水投入, ● 满足上述试验条件1)、2)时, 下列条件之一成立,启动循环水泵。 循环水泵功能组ON 循环水泵房控制盘手操启泵按钮 ● 满足试验条件1)、2)时,下列条件之一成立,跳闸循环水泵。 循环水泵出口碟阀故障。 循环水泵功能组OFF 。 循环水泵房控制盘手操停泵按钮。 就地手操停泵按纽。 ● 联动备用泵 联锁开关合向联锁位置,当运行泵跳闸时, 立即联动备用泵。 试验项目逻辑简图 . 启动备用泵 工作泵跳闸 跳闸循环水泵 循环水泵冷却水流量低 循环水泵出口碟阀关 循环水泵功能组OFF 就地手操停泵按纽 启动循环泵 循环水泵功能组ON

3).试验结果整理存档见总则1.7.1. 3.2 试验项目(热机-02)汽室真空泵热工联锁保护试验 试验项目简述 ● 试验条件: 1).本试验系统电源正常; 2).汽室真空功能组投入。 ● 满足上述试验条件1)、2)时, 下列条件之一成立,启动预选汽室真空泵。 汽室真空泵功能组ON 。 就地手操启泵按纽。 ● 满足试验条件1)、2)时,下列条件之一成立,跳闸汽室真空泵。 汽室真空泵功能组OFF 。 就地手操汽室真空泵停泵按纽。 ● 联动备用泵 一个泵运行时,联锁开关合向自动位置,当系统压力高时, 立即联动备用泵。 ● 联动其他设备 当真空泵启动后,自动打开系统入口门,旁路阀和空气喷射器入口阀自动切换正常。 ● 试验项目逻辑简图 满足条件自动打开系统入口门 旁路阀和空气喷射器入口阀自动切换正常 跳闸汽室真空泵 预选汽室真空泵

汽机联锁保护试验方案

调试方案报审表 工程名称:创冠环保(惠安)垃圾焚烧发电工程编号:JNZN/CGHB-QJ-015

主辅机联锁保护试验 方案签字表 试运指挥部代表(签字):年月日建设单位代表(签字):年月日调试单位代表(签字):年月日监理单位代表(签字)年月日

创冠环保(惠安)垃圾焚烧发电厂1×15MW机组工程 主辅机联锁保护 试验方案 批准: 审核: 编制: 济南中能电力工程有限公司 2010年8月18日

目录 一、目的 (2) 二、编制依据 (2) 三、辅机联锁保护内容 (2) 四、主机联锁保护内容 (3) 五、调试组织分工 (3) 六、调试具备条件 (3) 七、辅机联锁保护试验步骤 (4) 八、主机联锁保护试验步骤 (7) 九、安全注意事项 (9) 十、环境保护控制 (9) 十一、重要危险源辨识及防范措施 (9)

一、目的 1.1 通过对联锁保护的试验调整,对联锁保护逻辑进行实际检验,从而达到优化逻辑的目的; 1.2 检验执行器及联锁保护通道的正确性、灵敏性,保证其动作的可靠性,确保机组的安全运行。 二、编制主要依据 2.1 《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》 2.2 《火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程》(电力工业部1996.3) 2.3 《火电工程启动调试工作规定》(电力工业部建设协调司1996.5) 2.4 《火电施工质量检验及评定标准》汽机篇 2.5 《创冠环保(惠安)垃圾焚烧发电厂调试大纲》 2.6 设计院设计资料及相关图纸 2.7 厂家设备说明书及使用维护手册 2.8 设备安装使用说明书 三、辅机联锁保护内容 3.1 循环水泵联锁 3.2 疏水系统联锁 3.3 除氧给水系统联锁保护 3.4 凝结水系统联锁 3.5射水系统联锁 四、主机联锁保护内容 4.1 当汽轮机转速超过3090rpm时, OPC电磁阀保护动作,调节汽门关闭,延时3 秒后,调节汽门开启; 4.2当汽轮机转速超过3150rpm时,转速表超速报警; 4.3当汽轮机转速达3270~3300r/min,TSI电气超速保护动作,由ETS装置自动停机; 4.4 当主油出口油压低至1.0MPa给出报警信号; 4.5 当润滑油压低至0.054MPa时,启动辅助油泵,并发出声光报警信号; 4.6当润滑油压力降至0.039MPa时,启动直流事故油泵,并发出声光报警信号;

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